古城油田清蜡方法探索及应用

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　　摘要：古城油田开发类型多，区域油层含蜡量高，油井的清防蜡工作对区块稳产起着重要作用。本文结合不同区块原油性质、生产特征等，对不同的清蜡方式适应性进行分析总结，达到改善、提高的目的。
　　关键词：结蜡；清防蜡；技术特点
　　1.基本状况
　　1.1油藏基本状况
　　古城油田位于泌阳凹陷北部斜坡带西部，地质储量1967×104吨，其中常采区块含油面积6km2，动用储量1444.96×104吨，平均含蜡量17.8%-48.62%，按照含蜡量分类，均属于高含蜡原油。其中毕店区块原油凝固点30-48℃，含蜡量在10.28%～48.62%之间，为特高含蜡原油。
　　1.2开发现状分析
　　截止2017年11月，古城油田常采单元平均采出程度16.5%，可采储量采出程度79%，已进入高采出程度阶段。目前投入开发油井233口，日均开井148口，核实产液2309吨/天，日产油186吨/天，综合含水91.9%，日注水2129m3，注采比0.93，已进入高含水开发阶段。
　　2.油井结蜡机理分析
　　2.1油井结蜡机理分析
　　油井在生产过程中，产出液在提升过程中压力、温度降低，由于气相的析出，液相组分发生变化，固体蜡析出。含16个以上碳原子的正烷烃称为石蜡，原油中的蜡是指正烷烃及某些带有极性集团的化合物凝固，并吸附了沥青质、胶质、极性物和重烃。油井结蜡的过程包括蜡晶的析出、生长、沉积三个阶段。油井结蜡后由于析蜡的沉积与聚集会堵塞油层，增加了油流阻力，使油井减产，影响油井开发效果，严重时会造成设备磨损、负荷增大，能耗升高，甚至造成油井停产。
　　2.2影响油井结蜡的主要因素
　　原油中的含蜡量越高，蜡分子的碳原子个数越多，油井生产时结蜡越严重；原油中的重质成分越多，析蜡温度越高，油井越容易结蜡；油井产出液温度高于原油析蜡点，结蜡现象将减缓，油井在生产时，产出液在提升过程中，温度降低到析蜡点，出现结蜡，所以在实际中距井口下400-500米处结蜡最为严重；原油中的机械杂质和水对油井结蜡影响较为严重，随着油井含水上升，在油管璧上形成水膜，析出的蜡不易沉积在油管壁上，当含水大于70%时，产生水包油乳化物蜡被水包住，结蜡现象减缓；流速和管壁特征对结蜡影响较大，随着流速得升高，结蜡量随着增高，当流速达到临界流速以后，结蜡减缓，这主要是达到临界流速后，产出液的冲刷作用增强，析出的蜡不易沉积，降低了结蜡速度。
　　3、目前清蜡方式分析
　　3.1.热洗清蜡
　　技术特点：利用泵车采用高温大排量热洗的方式来清洗井筒沉积的结蜡体，结蜡体随着油井产出液经油管排出。
　　应用范围：油层压力高、凝固点高、结蜡严重，清蜡周期短的油井。
　　优点：清蜡液排量较大、能够清除大部分井筒结蜡；清蜡方式简单，成本低；排蜡能力强，不易造成油井光杆卡。缺点：无法避免清蜡液对油层的污染，导致排水期延长。
　　古城油田泌124区、泌123泌后续聚驱及泌125聚驱目前地层压力保持水平92%，单井平均产液11.9吨/天。为了提高清蜡效果，将清蜡井按照液量、油量、含水分别进行分类，结合历史产状制定清蜡周期，在清蜡过程中做到清蜡液原始温度高于70℃、出口温度高于95℃、清蜡时间不低于90分钟的三“控制”原则，清蜡周期选择在60-90天之间。2018年实施热洗清蜡其123井次，实施清蜡后油井载荷由平均17.5KN下降至12.7KN，清蜡后单井产液由平均的9.6吨/天上升至11.8吨/天，清蜡效果较为明显。
　　3.2.超导循环清蜡
　　技术特点：利用油井产出液，通过移动锅炉对油井产出液循环加热冲洗的方式来融化井筒内已集聚的石蜡，待清蜡结束后已经溶解的石蜡随产出液排出。
　　应用范围：结蜡不严重，地层能量高，单井产液量大于10吨/天，能形成清蜡循环，对油层配物性要求较高的油井。
　　优点：较好的保护油层，外来液污染地层程度小。缺点：低液量油井无法使用，清蜡过程中蜡不能及时排除。
　　2018年在泌124区、泌123区边部实施超导清蜡4井次，有效1井次，清蜡有效率25%，措施效果差。其中古3405井实施前日产液35.6吨/天，沉没度762米，清蜡时虽然循环泵出口温度达到85℃，但出口温度仅由36℃上升至43℃，清蜡液温度上升幅度低，达不到融蜡的预期效果。超导清蜡在油井产液量、沉没度过高的油井清蜡效果差，实施局限性大。
　　3.3.双空心抽油杆热水循环清蠟
　　技术特点：利用空气能或低压锅炉对循环水加热，在循环泵驱动下井内通道流至双空心抽油杆的底端，再返至双空心抽油杆的外通道对井筒原油进行加热。
　　应用范围：油井产液低、含水低、结蜡严重，清蜡周期短的高含蜡油井。
　　优点：水温稳定可调，可根据不同油井调整水循环温度。缺点：空心杆下入深度全部为800米左右，热损失大，能耗高。
　　利用空气能的温度可调以特性，按照清蜡周期对井筒进行短期提温，规定油井正常生产时井口出液温度必须控制在40℃以上，夏季清蜡时调整空气能出口温度至85℃，冬季70℃持续5天，达到清蜡彻底的目的。2018年实施36井次，全年出现因结蜡造成蜡卡油井3井次，清蜡有效率91.7%，清蜡效果较好；
　　3.4、井下电加热清蜡
　　分为抽油杆电加热和油管电加热两种，通过在空心抽油杆或油管外下入电加热丝，利用井下电缆对加热丝供电，对油井产出液加热，达到清蜡目的。
　　应用范围：油井产液低、含水低、结蜡严重，清蜡周期短的高含蜡油井。
　　优点：加热速度快，井口井底可保持温度一致，能够更好的加热深井原油。缺点：维修成本高，能耗高。
　　毕店高含蜡区块含蜡量高，根据油井载荷和电机电流，实施动态清蜡。当油井载荷大于正常值120%时，对清蜡设备供电48-36小时，油井载荷恢复后停止供电，保证油井载荷在正常区间运行，对特殊井采取复合清蜡方法，确保清蜡效果。如泌377井2009年投产生产Ⅱ10层，该井采用井下电加热保温工艺，自2017年以来尝试热洗与电加热清蜡相结合后，延长了油井清蜡周期，目前常规电加热清蜡周期30天左右，热洗清蜡间隔5个月。电加热清蜡不会出现排水期，保证了油井产能的发挥。
　　3.5.化学清蜡
　　常用的化学清蜡可分为：油基清蜡剂、水基清蜡剂。
　　技术特点：油基清蜡剂是利用化学溶剂来改变结蜡体的组合状况，使晶体石蜡处于分散、溶解状态后随产出液排出，达到清蜡目的。但通常使用的溶剂毒性大，易燃、易爆、易被原油稀释，使其应用受到限制。
　　水基清蜡剂是以水为分散介质，利用表面活性剂的物理、化学性质，使结蜡表面反转为亲水表面，有利于蜡的脱落，达到清蜡目的。
　　应用范围：油基清蜡剂适用于含水较低油井，可用于井筒结蜡中后期清蜡，水机清蜡剂使用于含水较高油井的井筒结蜡前期防蜡。
　　油基清蜡剂优点：对原油适应性强，见效快。缺点：毒性大，易燃、易爆、易被原油稀释。水基清蜡剂优点：保护油层，使用安全。缺点：对原油针对性强，见效慢。
　　对含水大于90%的油井实施化学防蜡与常规清蜡相结合，生产时从套管加热清蜡剂，利用稠油泵的抽汲作用，达到清蜡剂与产出液相融合，改成产出液化学组分，达到防蜡的目的。2018年在高含水油井清蜡的同时，对油井加清蜡剂实施防蜡，加注清蜡剂后油井产液基本在一个恒定区间之内波动，抽油机载荷稳定，说明清蜡剂对油井起到了防蜡的目的，稳定了油井产能，延长了清蜡周期。
　　4、结论与认识
　　古城油田油田开发后期，综合含水上升，储层结构、油层物性等相对复杂，根据地层压力、油层产液状况及结蜡规律，使用合理的清蜡方式及清蜡周期，能有效恢复油井产能。
　　作者简介：何东辉（1978.5）男，河南南阳人，河南油田分公司采油二厂古城油田服务三队副队长，长期从事油田开发与管理工作。
　　（作者单位：河南油田分公司采油二厂古城油田管理器）
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